Г. Листовые силикаты. 3 page

Органогенные породы. Они образуются в результате накопления органических остатков после отмирания животных и растений. Представлены известнякамиракушечниками, писчим мелом, а также углями, асфальтом, горючими сланцами и др. В одних породах эти остатки видны невооруженным глазом. Другие породы, например писчий мел, сложены твердыми известковыми скелетами микроорганизмов.

И, наконец, третьи (угли, асфальты и др.) представляют собой горные породы, в которых наряду с минеральной составляющей имеются вещества органического происхождения.

Породы смешанного происхождения. Смешанное происхождение имеют осадочные породы, состоящие из обломочного и какого-либо другого материала (химического или органического происхождения). Эта группа пород включает мергели, песчаные и глинистые известняки и др.

Цель работы:

Указания к выполнению лабораторной работы

Исходные данные:

1. Коллекция образцов осадочных пород.

2. Лупа.

3. Раствор 10% соляной кислоты.

Пластинка стекла (твердость стекла 5, 5-6).

Задание:

1. Выучить классификацию осадочных горных пород.

2. Макроскопически описать образцы горных пород и сделать зарисовку образца. Описание обломочных и карбонатных пород произвести по предложенным планам. Для остальных пород воспользоваться общим планом описания.

В представленной коллекции определить образцы горных пород, являющихся породами-коллекторами (терригенными и карбонатными), а также породы – флюидоупоры.

Порядок выполнения работы:

План описания обломочных (терригенных) пород:

1. Необходимо определить размер преобладающих обломков (зерен), оценить их форму, наличие или отсутствие цемента и на этом основании дать название породе (гравелиты, песчаники, пески, алевролиты, алевриты, конгломераты, брекчии или другое).

2. Цвет.

3. Структура.

а) по размерам преобладающих обломков:

- 2-1 мм – грубозернистые;

- 1-0,5 мм – крупнозернистые для песков и песчаников;

- 0,5-0,25 мм – среднезернистые;

- 0,25-0,1 мм – мелкозернистые;

б) по относительной величине зерен:

- равномернозернистые (сортированные);

- разнозернистые (несортированные);

Указать степень сортировки (хорошо, средне, плохо сортированные и неотсортированные).

4. Текстура.

5. Минеральный состав обломочной части:

– кварцевый состав – мономиктовый;

– кварц-полевошпатовый состав – олигомиктовый;

– кварц-полевошпатовый состав с указанием темноцветных минералов (в

грубообломочных породах присутствие обломков) – полимиктовый.

6. Состав цемента (известковый, глинистый, железистый и т. д.).

7. Степень цементации, т. е. крепость породы, – слабая, средняя, хорошая.

Крепость определяется составом и типом цемента.

8. Тип цемента (для сцементированных пород):

– базальный;

– заполнения;

– пленочный;

– соприкосновения или контактовый.

Степень пористости (пористость можно определить по скорости впитывания воды). Пористость и проницаемость зависят от окатанности, отсортированности обломков, характера укладки зёрен, степени их сцементированности, качества цемента и т. д.

10. Особенности образца (керн или образец с обнажения, степень и характер насыщения, присутствие органических остатков, крупных единичных обломков, и т. п.)

План описания карбонатных пород (известняки, доломиты):

1. Название породы (определяется по совокупности свойств и признаков, например, кристаллический блеск, присутствие органических остатков, твердость, реакция с НCl и другое). Отличить известняк от доломита можно с помощью соляной кислоты. Доломит будет реагировать с соляной кислотой только в порошке.

2. Цвет.

3. Происхождение (органогенное, биохимическое, хемогенное, обломочное). Обломочные карбонатные породы описываются как терригенные!

4. Структура (крупно-, средне-, мелкозернистые, кристаллически-зернистые, равномерно- и неравномернозернистые, землистые и др.). Особенности структуры проявляются в изломе породы: микрозернистые имеют землистый излом и марают руки (мел), а крепкие - фарфоровидный или раковистый излом, средне-крупнозернистые имеют кристаллический сверкающий излом.

5. Текстура (массивная, слоистая, биогенная, текстуры замещения и др.).

6. Пористость (кавернозность, трещиноватость). По возможности нужно произвести замеры пористых и трещиноватых образований (длина, ширина, диаметр), определить форму, направление преимущественного распространения, оценить приблизительно процент пустотного пространства в данном конкретном образце, установить наличие сообщающихся между собой пор (каверн или трещин). Для исследования образцов горных пород рекомендуется пользоваться лупой с 2-4-кратным увеличением.

Отсутствие пористости также отмечается.

7. Особенности образца (степень и характер насыщения, излом и др.).

8. Примеси (могут быть, а могут и не быть, например, глинистость, песчанистость и др.).

Лабораторная работа №8

ВИДЫ И ПОСТРОЕНИЕ КАРТ В ГЕОЛОГИИ

Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин продуктивных отложений строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит (и Примеры описания пород

Органогенный известняк светло-серый мономинеральный, неравномерно-зернистый, в основном органогенно-обломочный, детритовый, неслоистый, с песчаниковидным и искристым изломом, пористый, средней крепости.

Гипс розовый, на выветрелой поверхности грязно-белый, мономинеральный, мелкокристаллический, массивный, плотный.

зопахиты - линии равных значений толщины). Такие карты строятся при подсчете запасов нефти, газа и при проектировании разработки залежи. С целью изучения изменений емкостных и фильтрационных свойств по площади и изменения характера насыщения продуктивного пласта строятся карты в изолиниях, называемые картами пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

Карты эффективных нефтенасыщенных толщин.

Карты эффективных нефтенасыщенных толщин могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей.

При построении карт используются результаты выделения пластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических исследований. В практике чаще всего пласт не является однородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов и непроницаемых разностей пород. Поэтому эффективная толщина пласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластков пород-коллекторов. При этом одновременно определяют как эффективную, так и нефтенасыщенную толщину пласта. При построении карт около каждой скважины в виде дроби наносятся их значения где в числителе указывается эффективная толщина пласта, а в знаменателе эффективная нефтенасыщенная толщина.

При построении карты эффективных нефтенасыщенных толщин необходимо иметь ввиду, что область полного нефтенасыщения пласта ограничена внутренним контуром нефтеносности и в этой области около каждой скважины значения толщин в числителе и знаменателе будут одинаковы.

В пределах водонефтяной зоны между внутренним и внешним контуром нефтенасыщенной является только часть пласта и в указанных величинах толщин около скважины значение числителя будет больше знаменателя.

В скважинах пробуренных за внешним контуром нефтеносности, в водонасыщенной зоне около скважины дробью в числителе буден стоять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль.

В связи с этим для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин следует вначале составить карту эффективных толщин. Метод построения карты такой же, как и структурной карты - линейная интерполяция.

В пределах внутреннего контура нефтеносности карта эффективной толщины является одновременно и картой нефтенасыщенной толщины в связи с тем, что эффективные толщины пласта являются все нефтенасыщенными. В пределах водонефтяной зоны проводятся изолинии эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пересечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами, внешним контуром нефтеносности, где эффективная нефтенасыщенная толщина равна нулю и с учетом данных скважин пробуренных в водонефтяной зоне.

В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая характеризует изменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов в пределах всей залежи.

При построении карт для неоднородных пластов с сильной фациальной изменчивостью пласта иногда имеют место участки с полным замещением пласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или с его выклиниванием. В таких случаях границу выклинивания или замещения проводят по середине расстояния между скважинами в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт. При интерполяции принято считать, что на границе выклинивания эффективная толщина пласта равна нулю.

Карты пористости и проницаемости пласта.

Карты пористости и проницаемости пласта могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей. Чаще всего их построение ведётся на стадии проектирования разработки залежи или в процессе контроля за её разработкой.

На стадии разведки при построении карт исходными данными являются результаты лабораторных определений открытой пористости и проницаемости по керну из пласта, полученному при бурении поисковых и разведочных скважин.

Среднее значение пористости и проницаемости по каждой скважине, в случае однородного пласта, устанавливается как среднее арифметическое из всех лабораторных определений керна. В случае, когда пласт состоит из нескольких пропластков-коллекторов разделенных непроницаемыми разностями пород, то определение среднего значения пористости и проницаемости ведут в два этапа. В начале для каждой скважины устанавливаются средние значения в каждом пропластке-коллекторе, как в случае с однородным пластом (среднее арифметическое). Затем средние значения в целом для пласта определяют с учетом эффективной толщины каждого из пропластков по формуле:

К_ср = (K₁ ∙ h₁ + K₂ ∙ h₂ + K_n ∙ h_n) / ∑h

где К_ср – среднее значение коэффициента пористости или проницаемости по пласту;

K₁, K₂, K_n - среднее значение коэффициента пористости или проницае-мости по каждому пропластку;

h₁, h₂, h_n - эффективная толщина каждого из пропластков;

∑h - сумма эффективных толщин пропластков.

При отсутствии керна, в разведочных скважинах по каким либо причинам или при использовании пробуренных эксплуатационных скважин, средние значения пористости пласта определяются по результатам интерпретации материалов геофизического исследования скважин (ГИС). В случае неоднородного строения пласта среднее значение определяют по вышеуказанной формуле. Геофизические методы не позволяют определять коэффициент проницаемости коллекторов, поэтому для этой цели используют зависимость между коэффициентами пористости и проницаемости установленную по всем лабораторным определениям керна данного пласта. Используя установленное по ГИС значение коэффициента пористости и выше указанную зависимость, определяют значение проницаемости каждого пропластка коллектора. Расчет среднего значения коэффициента проницаемости по пласту ведется, как и для коэффициента пористости.

Для построения карты пористости и карты проницаемости пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается значение пористости или проницаемости. Метод построения карты такой же, как и структурной карты - линейная интерполяция.

Карты нефтенасыщенности пласта.

Для построения карты нефтенасыщенности пласта используются значения коэффициента нефтенасыщенности установленного по материалам ГИС. Методика определения среднего значения коэффициента нефтенасыщенности идентична методике определения среднего значения пористости.

Вначале для построения карты нефтенасыщенности пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается значение коэффициента нефтенасывщенности. Метод построения карты такой же, как и структурной карты - линейная интерполяция. Однако при этом необходимо учитывать границу распространения залежи, которой является внешний контур нефтеносности.

На линии контура значение коэффициента нефтенасыщенности равно значению нижнего предела нефтенасыщенности в переходной зоне насыщения. В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения коэффициента нефтенасыщенности нефть способна двигаться по пористой среде. Это значение коэффициента и является нижним пределом коллектора по нефтенасыщенности (см. раздел 3.5, рис.25 курса лекций).

Выполнение ЗАДАНИЯ предусмотрено в разделе №7 «Комплексная самостоятельная работа по построению геологической модели залежи нефти».

Построение геологических разрезов по линиям профилей

При создании модели месторождения или залежи возникает ряд вопросов, которые проще всего решаются путем построения геологических разрезов по линиям профилей.

Одним из таких вопросов является изучение характера распространения продуктивных пластов по площади. Особенно остро возникает необходимость в таких построениях при сильной фациальной изменчивости коллекторов, как по площади, так и по разрезу. Чаще всего профили проводят в соответствии с рядами скважин на карте. Если в пределах участка имеются скважины, в которых картируемый пласт или несколько пластов отсутствуют, то один из профилей следует провести через данную скважину или зону отсутствия коллекторов.

При изучении положения водонефтяного контакта, особенно если залежь характеризуется большой фациальной изменчивостью продуктивного пласта, линии профилей проводят так чтобы они проходили по чисто нефтяной и водонефтяной частям залежи и по возможности освещали законтурную зону.

Линия профиля на карте должна ограничиваться короткими поперечными черточками, если она не заканчивается скважинами.

Геологический профиль строится в определенной последовательности в отношении стран света, располагая слева направо: юг – север, юго-запад – северо-восток, запад – восток, северо-запад – юго-восток.

Порядок выполнения работы. Линия профиля в том же размере, что и на карте должна быть перенесена на лист миллиметровой бумаги. Здесь в соответствии с длиной профиля на карте проводится горизонтальная прямая, через концы которой проводятся вертикальные прямые. Это будут границы профиля. На этих прямых строятся шкалы абсолютных отметок. Масштаб их выбирают произвольным.

С помощью циркуля место встречи пласта и скважины с карты переносится на профиль. При этом их располагают так, как будто профиль приложен либо к южной (нижней), либо к восточной (.правой) стороне карты. Если некоторые скважины оказались недалеко от линии профиля, их следует перенести на эту линию по перпендикуляру.

После этого на каждой скважине попавшей на профиль, наносит положение подошвы и кровли пласта с учетом их абсолютных отметок, и соединяют их линиями между скважинами.

Положение пласта на участках разреза между скважинами уточняется с помощью информации взятой со структурных карт по кровле и подошве пласта. Для этого с помощью циркуля на профиль переносятся места пересечения линии профиля с изогипсами кровли и подошвы пласта. С учетом этих мест и шкалы абсолютных отметок уточняется положение пласта между скважинами.

В случае выклинивания пласта или замещения его непроницаемыми разностями пород, линию выклинивания или замещения проводят на середине расстояния между скважинами.

Дополнительный контроль над проведенными построениями можно провести с помощью карты толщин пласта, проведя на ней линию профиля. Места пересечения линии профиля и изопахиты с помощью циркуля наносят на профиль и проверяют соответствие толщин пласта на разрезе и карте.

Если имеется информация о положении внешнего и внутреннего контуров нефтеносности или абсолютной отметки водонефтяного контакта, то они также наносятся на геологический разрез.

Пласт коллектор выделяется на разрезе согласно принятым условным обозначениям.

Вариант № 1

Структурная карта по кровле пласта

М 1:25000

(сечение изолиний 10 м)

Структурная карта по подошве пласта

М 1:25000

(сечение изолиний 10 м)

Карта эффективных толщин

М 1:25000

(сечение изолиний 2 м)

Карта открытой пористости

М 1:25000

(сечение изолиний 0,005)

Карта проницаемости

М 1:25000

(сечение изолиний 5х10-3 мкм2)

Карта нефтенасыщенности

М 1:25000

(сечение изолиний 0,05)

Вариант № 2

Структурная карта по кровле пласта

М 1:25000

(сечение изолиний 10 м)

Структурная карта по подошве пласта

М 1:25000

(сечение изолиний 10 м)

Карта эффективных толщин

М 1:25000

(сечение изолиний 2 м

Карта открытой пористости

М 1:25000

(сечение изолиний 0,005)

Карта проницаемости

М 1:25000

(сечение изолиний 5х10-3 мкм2)

Карта нефтенасыщенности

М 1:25000

(сечение изолиний 0,05)

Вариант № 3